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A regulação de perdas não técnicas das Distribuidoras de energia elétrica e a crise do Covid-19

Data: 19/6/2020

NIVALDE DE CASTRO, MARCELO MAESTRINI E DANIEL VIANA*

A crise iniciada pela pandemia do Covid-19 tem provocado um colapso generalizado dos sistemas de saúde em todo o mundo, o que vem custando centenas de milhares de vidas. Por si só, esta pandemia já seria capaz de colocar várias nações em dificuldades econômicas, ao mudar os padrões de consumo das pessoas. A interrupção da atividade produtiva em função da quarentena é um remédio amargo na tentativa da preservação da vida, mas que potencializa as graves consequências econômicas para a sociedade. Portanto, mitigar estes efeitos é o dever dos formuladores de políticas públicas.

No Brasil, as dificuldades pós crise serão especialmente desafiadoras, visto que já se projeta uma retração do PIB entre 5% e 8%, além de um aumento considerável do endividamento público. No setor elétrico brasileiro (SEB) esta realidade não é diferente, pois a relação entre PIB e consumo de energia elétrica é simbiótica e, desta forma, a perspectiva de deterioração das atividades econômicas vêm produzindo uma queda acentuada do consumo elétrico. Para se ter uma dimensão, os dados do ONS, numa comparação entre março e abril de 2020 indicaram queda da carga de 11,6% (ONS, 2020). Os impactos no SEB serão vistos nas mais diferentes frentes, como vultosas perdas financeiras de agentes com posições compradas de energia e prorrogação de leilões de geração adiando investimentos em novos projetos de energia.

Em relação especificamente ao segmento de distribuição, além dos prejuízos com os contratos de aquisição de energia, podem se destacar quatro graves problemas:

i. Sobrecontratação de Energia e não remuneração de outros componentes da Parcela A;

ii. Não remuneração de todos os custos da Parcela B: o modelo regulatório por preço (price cap) tende a não remunerar todos os custos da concessionaria no caso da demanda/consumo projetada no processo tarifário não for atingida;

iii. Crescimento das receitas irrecuperáveis: ocorre com o aumento da inadimplência e suspensão por 90 dias dos cortes por falta de pagamento das contas de energia elétrica determinada pela ANEEL;

iv. Aumento nos indicadores de perdas não técnicas (PNT).

A respeito do aumento dos indicadores de PNT, há um impacto direto sobre o cumprimento das metas regulatórias das concessionárias de distribuição definidas na última revisão tarifária, assim como o comprometimento do estabelecimento de metas exequíveis para o próximo período tarifário.

A formulação das metas regulatórias de reconhecimento de PNT pode ser vista como um típico do problema econômico de assimetria de informação, onde o regulador não possui a informação completa para tomar suas decisões. Isto ocorre devido ao fato de a ANEEL não ter acesso às informações de custo de combate ao furto de energia para cada uma das áreas de concessão. Para tentar sanar o problema, foi criado um arcabouço de incentivos e penalizações objetivando a redução das PNT. Portanto, a ponderação desses incentivos é um ponto fundamental para o sucesso da regulação.

Nesse contexto, é fundamental examinar os impactos do Covid-19 diante da nova proposta regulatória feita pela ANEEL a partir da Nota Técnica N° 46/2020 divulgada no dia 6 de abril de 2020.

Para analisar o problema, serão demonstrados os canais de impacto de curto prazo nos indicadores de PNT provocados pela pandemia e, posteriormente, será realizada uma avaliação da evolução regulatória observada com a nova proposta da ANEEL (NT 46/2020) em relação à anterior (NT 106/2015). Pretende-se demonstrar a sensibilidade do modelo ao calendário regulatório das distribuidoras e problemas relativos à deterioração do cenário socioeconômico, fazendo permanecer problemas que podem afetar a isonomia no tratamento regulatório entre distribuidoras.

Inicialmente, deve-se entender os canais de transmissão dos impactos de curto prazo provocado pela pandemia. Para tanto, utiliza-se a fórmula de cálculo do percentual de PNT (equação 1), que é usado como base para definição das metas regulatórias de perdas.

O indicador é composto pela diferença em MWh das perdas totais (PTotal) e perdas técnicas (PTec) dividido pelo mercado de baixa tensão medido no período em MWh (Ebt).

(1)

O impacto pode ser observado em razão de dois canais, que podem se realizar tanto individualmente como em conjunto:

i.Pelo numerador, mediante um possível aumento das perdas totais via aumento de do furto de energia, e

ii.Pelo denominador, via provável diminuição do mercado de baixa tensão fruto da redução da demanda de estabelecimentos comerciais.

Sendo assim, no curto prazo, diante desses impactos, poderemos observar um aumento percentual de PNT, que deverá afetar de forma generalizada as distribuidoras, comprometendo o atingimento das metas regulatórias.

Já no médio prazo, a data de revisão tarifária passa a ser um fator determinante para definição da meta regulatória de PNT das concessionárias, uma vez que estas passam por revisão tarifária em anos distintos. Com a nova proposta, a depender do calendário de revisão, o cálculo das metas poderá captar ou não o impacto da crise, gerando disparidades entre o estabelecimento de metas para as concessionárias.

Esse impacto relacionado ao ano de revisão tarifária já estava presente na metodologia regulatória do quarto ciclo tarifário, especificamente no estabelecimento das metas na qual se comparavam as PNTs da empresa referência com a da empresa benchmark (ANEEL, 2015). Essa questão se dá por conta de a regra vigente utilizar apenas um ano específico na comparação e, se este for um outlier, uma meta de PNT fora da realidade do mercado pode ser gerada. Para a nova proposta, a ANEEL continuou a utilizar a mesma fórmula, porém trocando para uma média de 3 anos dos valores de PNT em ambas as empresas.

Desta forma, na atual proposta regulatória, o tratamento diferenciado ocorre de maneira mais atenuada. No entanto, caso exista um desarranjo econômico no ano não coberto pelo intervalo de três anos – caso das distribuidoras com ciclo de 4 e 5 anos – este impacto, não será contemplado nas metas de todas as distribuidoras. Logo, nesta nova proposta da ANEEL o impacto extremamente negativo do Covid-19 somente será contemplado para as empresas que passarem por revisão tarifária entre julho de 2021 e junho de 2024.

Do mesmo modo, as empresas que fizerem revisão até junho de 2021, ou a partir de julho de 2024, não terão seus prejuízos com as PNT de 2020 utilizados para o cálculo do limite regulatório, excluindo-as de qualquer compensação pelo ocorrido. Vale destacar que, com base na regra vigente, apenas 18 das 53 empresas com revisão tarifária periódica entre julho de 2021 e junho de 2022 teriam refletidas em suas tarifas o ano de 2020 como referência para a determinação da meta. No contexto da nova proposta, o resultado é inverso, onde 36 das 53 distribuidoras terão os impactos da crise do Covid-19 reconhecidas na revisão tarifária. Portanto, embora o efeito calendário seja atenuado, ele não foi eliminado.

Se por um lado a nova formulação da ANEEL possui menores efeitos discriminatórios entre as concessionárias na obtenção das metas, por outro lado houve uma deterioração importante da regra de formulação do ponto de partida. Isso porque o encolhimento do período analisado, de quatro para três anos, passará a gerar o mesmo tipo de problema observado nas metas anteriormente. A crise do Covid-19 também acentua problemas relacionados a ancoragem da regra do ponto de partida regulatório, uma vez que, para algumas empresas, ele será definido a partir das metas praticadas em ciclos anteriores. Essa questão já tem sido alvo de questionamentos por parte das concessionárias, tendo em vista a deterioração econômica observada com a recente crise econômica entre os anos de 2014 e 2016.

Além dos fatores que influenciam as PNT de maneira mais abrangente, existem outros, específicos às áreas sob o domínio do tráfico de drogas e das milícias, que também podem ser afetadas pela crise econômica. Isso poderá gerar dificuldades adicionais no controle da expansão dessas regiões onde as distribuidoras não conseguem atuar livremente. A incorporação dessas áreas, denominadas Áreas de Severa Restrição Operativa (ASRO), é um dos pontos mais desafiadores da atual regulação de PNT e passou por aprimoramentos na nova proposta da agência. Entretanto, os mecanismos de controle na qualidade dos dados reportados pelas distribuidoras parecem ser uma questão ainda não solucionada integralmente. Isso porque, a agência optou por tornar somente as concessionaras com maior nível de PNTs elegíveis a esse tratamento especial.

Entende-se que, com a crise e suas repercussões futuras, as ASRO serão um problema crescente para as distribuidoras. Portanto, é importante que a agência se organize para atender um número maior de distribuidoras que o previsto pela proposta, dado que este é um problema que pode afetar distribuidoras com baixo nível de PNT. Vale ressaltar que, nesse mesmo contexto, a proposta de redução do limite de eficiência proposta para as empresas de grande porte (redução de 7,5% para 5%) se mostra controverso, uma vez que os desafios operacionais já são enormes e a probabilidade de sucesso das distribuidoras no combate às perdas tende a ser reduzido.

Uma solução para o problema de curto prazo das distribuidoras seria a incorporação de um mecanismo de flexibilização das metas para momentos de ruptura do cenário econômico. Este mecanismo vem sendo estudado pelo Grupo de Estudos do Setor Elétrico (GESEL) no projeto de P&D elaborado em parceria com a CPFL Piratininga e funcionaria como um “gatilho” que seria acionado mediante movimentos abruptos do PIB. Para o mitigar o impacto de médio prazo, visando a metodologia como um todo, a solução seria utilizar médias históricas que comportassem todo o ciclo anterior do distribuidor para composição dos pontos de partida e definição das metas, abandonando o uso de metas definidas em ciclos anteriores.

A Covid-19 trouxe consigo um cenário desolador para economia mundial, que gerará graves repercussões sociais para o país nos próximos anos. É importante que o regulador esteja atento a este novo ambiente. Embora, a nova proposta de regulação de perdas tenha dado passos técnicos importantes, persistem elementos na metodologia que não são capazes de superar os problemas que se impõem no contexto atual.

*Nivalde de Castro é Professor do Instituto de Economia da UFRJ e coordenador do GESEL – Grupo de Estudos do Setor Elétrico. Marcelo Maestrini é Pesquisador do GESEL. Daniel Viana é Pesquisador do GESEL.

Fonte: Canal Energia - Opinião